综合能源管理电力市场改革的主要问题及分析_能谱网
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电力体制改革要不断优化电力行业体制机制，建立公平有序的电力市场，全面支持中国清洁低碳能源转型，确保电力安全稳定供应，推进技术和模式创新，促进电力行业优质发展。
2019年，我国电力体制改革取得重要进展:电力市场建设初见成效，8个现货市场试点稳步推进，形成了以中长期交易为主、现货交易为辅的电力市场体系;首个监管周期的输配电价顺利实施，初步建立了相对完善的输配电价体系;“多买多卖”的市场竞争格局已初步形成;增量分配改革不断推进，试点范围基本实现了市州全覆盖。总体而言，改革取得了显著成效。
2020年是“十三五”规划的收尾年，“十四五”时期是我国全面建设现代化强国新征程的关键时期，是全面落实高质量发展要求的关键时期，是全面建设小康社会后进一步推进能源生产、消费、体制和技术革命的关键时期。
电力体制改革要不断优化电力行业体制机制，建立公平有序的电力市场，全面支持中国清洁低碳能源转型，确保电力安全稳定供应，推进技术和模式创新，促进电力行业优质发展。
电力现货市场:
需要解决的六个关键问题
2019年中国电力市场建设取得重大进展，但随着现货市场的推进，一些深层次矛盾和问题逐渐显现。2020年，市场建设将以机制为重点，通过完善市场机制解决六大关键问题。
一是计划和市场的双轨运行。
在我国全面放开运营用户的发电和用电计划后，放开发电侧的规模与用电侧不匹配，影响了市场的整体推广，尤其是个别省份。发电计划放松管制后，如何实施“保底竞价”机制，中小电力用户如何参与市场，需要根据不同省份的实际情况制定具体的机制规则和措施。
面对新的要求，我们需要建立一个高效的市场运作和强有力的规划保障的新机制。比如在优惠购电规模的基础上，确定相应的优惠发电规模，保证居民农业安全用电价格稳定。做好优先发电用电计划与输配电价格改革的衔接，确保交叉补贴有稳定的来源。逐步研究“保底竞价”的具体运行模式，细化各类发电主体的开放路径，在保障电网和民生安全的同时，建立公平竞争的市场机制。
二是省与省之间、省内的市场趋同。目前，我国省际电力市场运行平稳，中长期交易能力不断提高，省级电力市场逐步完善，现货市场试点取得重大突破。然而，省际市场和省内市场之间仍然缺乏完善的衔接机制。比如目前跨省和省内市场存在多个交易品种，省内现货市场、区域、省内辅助服务市场、剩余可再生能源跨省现货市场共同运行，时序衔接复杂，市场运行效率还有提升空间。要实现省际市场与省内市场的对接，首先需要加强电力市场顶层设计的研究。在借鉴国际经验的基础上，充分考虑我国供电结构、电网结构和调度模式的特点，科学论证和比较全国电力市场模式和建设路径。其次，要充分尊重各省市场的差异。省级市场根据各省的情况，制定电力市场的具体运行规则。同时，在尊重省级市场差异性的基础上，规范省级市场核心规则框架，统一市场技术支持系统的技术标准和接口，为推进全国统一电力市场建设奠定基础。
三是中长期交易与现货市场的联系。
在现货市场试点的探索中，中长期交易和现货市场已经初步衔接起来，但未来仍有一些具体问题需要探索和改进。比如去年试运行期间，现货市场价格普遍偏低，价格发现的作用没有充分发挥。长期来看，也可能影响用户签订中长期合同的积极性。
建议对于库存中长期合同，尽快定义用电曲线的分解模式。组织在签订中长期合同时，应要求市场主体明确曲线或约定曲线的形成方式，并建立中长期合同负荷曲线的灵活调整机制。同时，要明确中长期与现货市场的关系，通过中长期与现货交易的协调运行，共同促进资源的高效配置。
四是新能源参与电力市场。
目前，不同省份新能源参与现货市场的方式存在一定差异。甘肃采用“报价量”方式，山西采用“报价量无报价”方式。浙江、山东、四川、福建采用全额担保收购方式，不参与现货市场。如何根据各省实际情况设计新能源参与电力市场的机制，实现新能源发电保价购买与市场交易的有序衔接，以达到新能源消费的目标，是我国电力市场建设中需要解决的关键问题。
新能源与火电等调峰电源之间也需要合理的协调机制。新能源发电的波动性和市场参与方式直接影响电网和市场的运行。由于新能源的大发展，一些省份需要在全省启动和停止大量火电机组或深度调峰，甚至使用跨省资源进行调峰。因此，需要建立更合理的辅助服务市场机制来保证电网的运行，我们需要降低新能源的消耗。
五是市场力量风险防范。
我国发电侧市场结构存在一些不合理的现象，因此有必要设计市场中的市场势力防范机制。在中国的一些地区，单个发电集团的市场份额过高。在一些特殊情况下，如拥挤地区和高峰负荷期，一些发电企业可能会形成垄断优势，这不仅会影响市场的公平竞争，还会推高市场价格，增加用户负担。
市场势力的防范需要在事件发生之前、期间和之后的整个监管和规则设计过程中采取有效措施。比如在市场设计阶段，衡量市场集中度，采取合理的方式优化市场结构，防范市场势力。在市场运行中，行为测试是用来约束发电企业行使市场权力，从而保证市场的平稳有序启动。综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，市场申报价格的上下限可由能源监管机构、市场运营机构、市场管理委员会等机构协商确定。
六是高峰负荷和频率调节资源参与市场。
近年来，随着我国新能源的快速发展，夏季电力负荷峰值不断上升，电力系统峰值面临平衡压力，迫切需要通过市场化的交易机制，充分挖掘常规火电、大用户、电动汽车、分布式储能等需求侧调峰调频资源的潜力，为电力系统安全稳定运行和可靠供电提供保障。
逐步探索调峰调频资源参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等机制。，建立合理的峰谷分时电价机制，引导需求侧响应，促进源网负荷与储能的互动，并通过价格信号引导各类调峰和调频资源积极参与电力系统的平衡。
增量分布:
我们的情况更好
增量配电改革是新一轮电力体制改革的重要组成部分，引起了社会各界的关注。在国家层面，增量分配改革作为稳定当前增长和投资的重要措施，改革力度不断加大。目前，全国已批准四批440个试点项目，第五批试点项目已申报。2019年，在各方的共同努力和推动下，试点项目整体进度明显加快，促进了电网企业服务水平和运营效率的提高，加快了综合能源服务的创新发展。2020年，增量分配改革将进一步完善政策机制，有序推进。
首先，增量分配改革的长期目标需要进一步明确。
国家发展和改革委员会9号文件中增量分配改革的预期目标可以概括为“促进发展、提高效率、开放社会资本、推进混合所有制改革”。但在总体目标下，应完善相对清晰的配送服务运营监管长期格局和发展路径，以指导当前的项目试点工作。
及时总结试点经验也很重要。考虑到配送业务的重要性以及技术和管理的复杂性，目前增量配送改革的工作重点是对以往试点项目的系统总结和评估，以及整改的改进，以避免试点过程中旧问题的重复。
同时需要进一步统一思路，明确试点推广的思路。试点项目获批后，需要尽快确定明确的思路，提出合理的商业模式，保证投资收益，吸引社会资本积极参与。
其次，政策法规有待进一步完善。
增量配电改革还处于探索的初级阶段，虽然国家层面已经出台了相关政策文件，如供电区域划分、价格核定等。，但具体实施细则仍不明确，难以指导实际工作。此外，试点项目规划、建设、运营和服务的国家标准和行业规范仍不完善。由于缺乏强制性标准，其他投资者可能会为了增加收入而降低配电网的规划建设标准。试点项目进入运营阶段后，存在一些安全隐患。因此，相关标准需要明确。
最后，提高盈利能力，创新商业模式。
增量配电公司初期处于配电网投资建设阶段，试点地区负荷电量增长尚未达到预期水平。前期投资的现金流出量巨大，中短期可能有亏损，需要尽快提升盈利能力。一些省份的民营企业创新能力强，思路灵活。借助增量配电试点项目，他们为客户提供各种增值服务，实现利润。其他省份也需要积极开展市场化售电业务，创新经营模式，根据自身条件为用户提供多种综合能源服务。
售电侧改革:
电力销售市场的质量和效率还有待提高
2020年，售电市场建设既有压力，也有机遇。当前，国内外经济形势复杂，国际贸易摩擦频繁发生。在此背景下，进一步推进售电侧改革，放宽直接交易准入条件，扩大直接交易规模，提高售电主体和电力用户参与市场的积极性，不仅是对售电市场建设的挑战，也是激发售电市场活力的有利因素。
然而，还应注意的是，售电方面的改革可能面临以下趋势和挑战:
一是各级政府部门将继续扩大直接交易规模，电力销售市场有望进入新一轮快速发展阶段。
2020年1月3日，国务院常务会议明确提出“要推进降低制造用电成本和企业电信资费，全面放开规模以上工业企业参与电力市场交易。”电力市场将主要承担电力交易的实施。未来，电力市场的交易规模和售电公司的代理用户将显著增加，售电市场的发展空间将进一步扩大，这对各类售电市场参与者来说都是一大优势。各级政府部门要加快放宽准入用户类型，降低准入条件门槛，增加交易频率，扩大交易规模，让实体经济更加受益。
二是要注意电力市场的垄断性，中小企业的生存压力不容忽视。
2019年，部分省份的售电市场高度集中。有发电背景的售电公司一半以上的市场份额是代理客户，代理客户以大用户为主，从每户代理电量水平来看，明显高于其他类型的售电公司。市场集中度过高不利于市场主体的培育，需要加强市场监管，防范市场力量风险。要做好重点地区市场价格波动等关键指标的监测工作。对于市场力风险高的地区，在售电市场建设初期，可以建立市场力控制机制，促进市场有序发展。
三是部分售电公司盈利模式单一，持续经营发展压力大。
受发电企业降价空间缩小、与用户分享比例下降、偏差评估压力等因素影响，售电公司可持续发展的压力越来越大。从2019年来看，售电公司约有1 / 3的业务发生，与用户的份额比例呈下降趋势。而且有些售电公司盈利模式单一，缺乏可持续发展能力。建议售电公司创新盈利模式，近期重点提升售电市场开发能力、客户细分服务创新能力、售电业务风险管控能力三大能力。加强能源和电力市场发展，准确把握客户需求;细分客户群体，积极创新增值服务，培育比较优势;提高投标决策能力，增强市场价格波动和用户偏差的风险控制能力。
四是随着配电网新业务形式的发展和电力市场的建设，对需求侧资源参与市场的需求逐渐强烈，这对售电公司的创新服务提出了新的要求。
售电公司的积极作用有利于分布式光伏、用户端储能、可中断负荷等需求侧资源的友好互动和高效利用。目前，对各种需求侧资源的市场准入和交易机制缺乏系统的设计，对部分资源的应用只进行了零星的试点探索。电力销售公司很难开发出相应的商业模式，也很难完全满足需求侧资源开发的需求。建议考虑需求侧资源的技术成熟度、参与市场的经济可行性以及对电网安全稳定运行的影响，系统设计需求侧资源参与电力市场的聚集模式。
“十三五”期末，电力体制改革也走过了前五年，即将翻开新的篇章。在新的一年里，我们要抓住电力市场建设，充分发挥市场的决定性作用，推动电力体制改革取得新突破，帮助国家治理体系和治理能力现代化，促进全面建设小康社会目标的实现。
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